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Megapost: Muestreo de fluidos enYacimiento/Wireline Formation Testers (WFT)Por Marcelo Madrid  3/08/2011    Yacimiento    2 comentarios

Una  de  las  actividades  másimportantes  en  la  gerencia  deyacimientos  es  asegurar  larepresentatividad  de  las  muestrasde  fluidos  y  las  apropiadasmediciones  de  laboratorio  que  serealicen a las muestras. Es tambiénimportante  que  las  muestrasseleccionadas  deben  estaralmacenadas  y  mantenidas  bajo  condiciones  que  conserven  la  composiciónoriginal  del  fluido  de  yacimiento  durante  todas  las  fases  de  toma,  manejo,transporte  y  posterior  análisis.  Las  mediciones  de  laboratorio  de  muestras  defluidos que no son representativas de las condiciones originales o el estado actualen que se encuentra el fluido del yacimiento puede generar errores en los datos,la  cual  puede  impactar  drásticamente  todos  los  cálculos  de  ingeniería  en  unyacimiento. Se debe tener considerable cuidado y atención al momento de realizarun programa de muestreo, chequeo de control de calidad en el sitio de muestreo yen el laboratorio, y el monitoreo de los procesos para la obtención de datos de lasmuestras. Este post explicará los procesos que se deben llevar a cabo al momento

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de  realizar  el  muestreo  de  fluidos  como  proceso  de  vital  importancia  en  lagerencia de un yacimiento.El objetivo primario del muestreo de fluidos en un yacimiento es la obtención demuestras  representativas de  fluidos existentes al momento de que  las muestrassean tomadas. Las muestras de fluido de yacimiento son usadas en uno o variosobjetivos importantes que se mencionan a continuación:

a) Estudios PVT en el yacimiento. Caracterización de fluido de yacimiento.b) Evaluaciones económicas (estudio de volúmenes originales en sitio, reservas,etc).c) Análisis geoquímico para determinar la fuente de los fluidos.d)  Estratificación  areal  y  vertical  y  aspectos  de  compartamentalización  delyacimiento (o continuidad del yacimiento).e) Evaluación del comportamiento del yacimiento y estrategias de explotación.f) Análisis especiales de núcleo y pruebas de desplazamiento en núcleos.g) Diseño de facilidades de separación y recolección en superficie.h)  Estudios  especiales  de  flujo  (potencial  de  flujo,  precipitación  de  parafinas,asfaltenos, hidratos, etc).i) Diseño de plantas de refinación.j) Detección  temprana de componentes corrosivos en  la  composición del  fluido,tales como sulfuro de hidrógeno y/o dióxido de carbono. La presencia de estoscomponentes afectará la selección de los materiales a utilizar en los tubulares delpozo  (revestidor,  tubería  de  producción,  etc),  equipos  de  superficie  (líneas  desuperficie, separadores, tanques, etc.) y plantas de procesamiento. El muestreo de fluidos de yacimientos son generalmente divididos en dos grandescategorías: muestreo de fondo y muestreo de superficie. El muestreo de fondo, larecolección de muestras de fluido ya sea a hoyo abierto u hoyo revestido. En elmuestreo  de  superficie,  las  muestras  son  recolectadas  en  varios  puntos  ensuperficie,  tales  como  el  cabezal  de  pozo,  líneas  de  producción,  separadores,tanques de almacenamiento, etc. El método seleccionado para la recolección delas muestras  de  fluidos  es  determinado  principalmente  por  el  tipo  de  fluido  deyacimiento. Existen 5 tipos de yacimientos basado en las condiciones iniciales depresión  y  temperatura  descritos  en  los  diagramas  de  fase.  Los  5  tipos  deyacimientos existentes son: de gas seco, gas húmedo, gas condensado, petróleovolátil y de petróleo negro. En general, los yacimientos de gas seco y húmedo las

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muestras de fluido se puede hacer mediante métodos de superficie o de fondo. Enyacimientos  de  gas  condensado  y  petróleo  volátil,  típicamente  el  muestreo  serealiza  en  superficie.  En  yacimientos  de  petróleo  negro,  el muestreo  de  fluidospuede ser de  fondo o superficie dependiendo el estado en que se encuentra elyacimiento. Es  importante  aclarar,  que  hasta  este  punto,  los métodos  prescritospara estos yacimientos están basados en una gruesa generalización. Existen ungran número de  factores que  influencian  la selección de  la  técnica de muestreopara cualquier yacimiento, tales como el comportamiento de producción del pozo,el tipo o equipos mecánicos en el fondo del pozo, el costo de preparación del pozopara  el  muestreo,  condiciones  mecánicas  del  separador  de  superficie,  ladisponibilidad  de  equipos  de  muestreo,  y  aspectos  de  seguridad.  Todos  estosfactores,  adicionalmente  el  estado  del  yacimiento,  influencia  la  selección  delmétodo de muestreo para cualquier yacimiento.El completo proceso de recolección de muestras de fluido de yacimiento ya seapor métodos de superficie o fondo puede ser afectados por errores en cada una delas  etapas.  La  fuente  de  potenciales  errores,  la  cual  afectan  la  calidad  de  lasmuestras,  se  pueden  observar  en  la  Figura  1.1.  Errores  comunes  asociados  almuestreo en fondo se mencionan a continuación: a) Contaminación proveniente de fluidos de perforación, filtrado de lodo y fluidosde completación.b) Separación de fases en la cercanía del pozo, debido a un excesivo drawdown.c) Producción en commingled.d) Flujo intermitente o “cabeceo” a bajas tasas de flujo.e)  Pérdida  de  los  componentes  reactivos,  tales  como  sulfuros,  que  afectan  losequipos de fondo.f) Separación de fases en la columna estática de fluido del pozo.g) Transferencia, manejo y transporte de las muestras.h) Errores en la medición de parámetros de medición de las condiciones de fondo(presión y/o temperatura). Los errores comunes encontrados en el muestreo de superficie se mencionan acontinuación: a)  Corriente  de  fluido  no  equilibrada  en  el  separador  debido  a  la  inapropiadadimensión  del  separador,  insuficiente  tiempo  de  residencia,  inapropiada

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operación y pobres condiciones mecánicas.b) Entrada de líquido en la salida de corriente de gas en el separador.c) Entrada de gas en la salida de corriente de líquido en el separador.d) Formación de emulsiones en la salida de la corriente de líquido.e) Pobres prácticas de muestreo en el separador.f) Transferencia, manejo y transporte de las muestras.g) Error en la medición de parámetros en el separador. 

  Figura 1.1. Fuentes de error al momento de realizar muestreo de fluidos. 

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Los medios más efectivos para la eliminación de estos errores comunes presentesen el muestreo de fluidos en superficie y fondo es mediante la elaboración de unprograma  detallado  con  procedimientos  específicos,  con  el  debido  personal  depozo entrenado para el monitoreo de cada fase de la operación, con la verificaciónde los controles de calidad en los registros de datos y recolección de las muestrascomo ha sido diseñado en el programa operacional. La probabilidad de obteneruna  muestra  representativa  del  fluido  de  yacimiento  esta  principalmenteinfluenciado  por  el  tipo  y  el  estado  del  yacimiento  candidato  a  muestreo,  losprocedimientos  utilizados  para  el  acondicionamiento  del  pozo,  métodos  demuestreo y el tipo de herramientas de muestreo a usar. El rol jugado en cada unode estos tópicos son descritos a continuación: 1. Tipo y estado del Yacimiento.Cinco tipos de yacimientos fueron identificados, estos son: gas seco, gas húmedo,gas condensado, petróleo volátil y yacimientos de petróleo negro. Los estados delos yacimientos de gas condensado, volátil y petróleo negro son aún subdivididoscomo  yacimientos  subsaturados  y  saturados  dependiendo  de  las  condicionesiniciales o actuales de presión y temperatura. Para yacimientos subsaturados, lascondiciones iniciales o actuales de presión y temperatura están por encima de lascondiciones de saturación. En yacimientos saturados, las condiciones iniciales oactuales de presión y temperatura de yacimiento se encuentran igual o por debajode  las  condiciones  de  saturación.  Es  muy  importante  enfatizar  que,indiferentemente  del  tipo  y  estado  del  yacimiento,  la  mejor  oportunidad  pararecolectar las muestras más representativas de fluido original del yacimiento es enla etapa temprana de la vida productiva del yacimiento, antes de que ocurra unasustancial vaciamiento del mismo. 1.1. Yacimientos de petróleo subsaturado.

En yacimientos de petróleo subsaturado, las condiciones iniciales de presión sonmás altas que la presión de burbuja de los fluidos, a temperatura de yacimiento.Para  los  fluidos  que  fluyen  hacia  un  pozo  en  el  yacimiento,  una  diferencia  depresión debe ser mantenida entre el pozo y el área de drenaje. Esta diferencia depresión  es  denominada  drawdown.  Altas  tasas  de  flujo  pueden  alcanzar  altosdrawdowns. Al contrario, bajas tasas de flujo pueden mantener bajos drawdowns.Este  concepto  es  utilizado  en  el  proceso  de  acondicionamiento  del  pozo  paramuestreo y generalmente es aplicado a todos los tipos de yacimiento.

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 Altas tasas de flujo de petróleo producto de altos drawdowns pueden causar quelas  presiones  de  fondo  fluyentes  entre  el  área  de  drenaje  del  pozo  caigan  pordebajo de la presión de burbuja. Si esto sucede, se forman burbujas de gas quesalen de solución del petróleo, en el área de drenaje. Este hecho puede ocasionarproblemas en la determinación de la verdadera relación gaspetróleo, debido a ladiferencia existentes entre  la movilidad del gas con  respecto a  la movilidad delpetróleo  en  el  medio  poroso.  En  este  caso,  un  flujo  bifásico  es  creado  en  lavecindad del pozo, y debe ser  removido antes de comenzar  las operaciones demuestreo.  Para  ello,  se  realiza  un  proceso  de  acondicionamiento  del  pozo,iniciando un proceso sistemático de  reducción de  las  tasas de  flujo, y al mismotiempo monitoreando  la  relación gaspetróleo. El pozo esta  listo para  realizar elmuestreo cuando la relación gas petróleo es estable (no fluctúa) después de unperíodo extendido flujo en pozo con tasas constantes de producción. Si no ocurrenotros factores que puedan afectar el muestreo tales como condición mecánica delpozo, aspectos de seguridad, etc., la muestra más representativa para este tipo deyacimiento es capturada a través de muestreadores de fondo. 1.2. Yacimientos de gas subsaturado.

En  yacimientos  de  gas  subsaturados,  las  condiciones  iniciales  y  actuales  depresión  se  encuentran  más  altas  que  la  presión  de  rocío  a  temperatura  deyacimiento (Ver Figura 1.2). La fase líquida se forma en el yacimiento cuando lapresión cae por debajo de la presión de rocío. Esta situación puede ocurrir si eldrawdown aplicado en el pozo hace que  la presión de  fondo  fluyente caiga pordebajo de la presión de rocío. Esta fase líquida en la vecindad del pozo debe serremovida  mediante  el  acondicionamiento  del  pozo  previo  al  muestreo.  Paraobtener una muestra proveniente de un yacimiento de gas condensado que searepresentativa al  fluido original del yacimiento, es  importante que  las siguientesobservaciones sean observadas: 

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  Figura 1.2. Envolvente de fases para un yacimiento de gas condensado.a) La presión de yacimiento en el área de drenaje del pozo debe estar por encimade la presión de rocío.b) Las muestras deben ser  recolectadas  tan pronto como sea posible, antes deuna sustancial producción en el yacimiento.c) El acondicionamiento del pozo debe ser realizado lo más prologando como seaposible  con  el  propósito  de  obtener  flujo  estabilizado  en  el  separador  (gas  ylíquido). El siguiente procedimiento para el muestreo en yacimientos de gas condensadopropuesto por McCain y Alexander ha sido recomendado: a)  Producir  a  bajas  tasas  iniciales  para  remover  los  líquidos  de  la  cadena  deproducción.b) Mantener una tasa razonablemente constante hasta que el pozo este limpio.c) Estabilizar las tasas de gas y condensado en el separador.d) Luego, tomar las muestras. McCain  y  Alexander  recomiendan  que  en  yacimientos  de  gas  condensado  conaltas  permeabilidades  deben  ser  estabilizados  en  períodos  de  días  antes  delmuestreo  para  asegurar  que  la  pseudo  fracción  pesada  heptanoplus  sea

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subdividida.  El  muestreo  en  yacimientos  de  gas  condensado  es  típicamenterealizado en superficie en el  separador de alta presión. Las muestras de gas ylíquido  son  recombinadas  a  una  relación  de  gas  petróleo  registrada  en  elseparador, la cual servirá para obtener una muestra representativa del fluido delyacimiento. 1.3. Yacimientos de petróleo saturados.

La presión de yacimientos saturados esta por debajo de la presión de burbuja atemperatura de yacimiento.   En yacimientos de petróleo saturados, una capa degas existe en equilibrio con la zona de petróleo. La presión en la zona del contactogas petróleo es  la presión de saturación del sistema. Es dudoso que bajo estascondiciones se puede recolectar una muestra representativa del fluido original delyacimiento,  y  esto  es  debido  básicamente  por  la  diferencia  existente  entre  lasrazones de movilidad del gas y del petróleo, la conificación del gas y los cambiosde la solubilidad debido al drawdown. Muchos procedimientos, que son altamentedependiente  del  acondicionamiento  del  pozo,  han  sido  practicados  para  elmuestreo  de  petróleo  en  yacimientos  saturados.  Estos  procedimientos,  cuandoson adecuadamente ejecutados, eliminan  la conificación del gas, para asegurarque el petróleo y gas están fluyendo a una tasa correspondiente a una relacióngas petróleo de  la  zona  “virgen”  del  yacimiento.  Los principales aspectos en elacondicionamiento de pozo en yacimientos de petróleo saturado son: a) Reducir la tasa de flujo del pozo en forma gradual.b)  Estabilizar  el  pozo  a  cada  tasa  de  flujo  y  medir  la  relación  gas  petróleoproducida cuando esta sea constante.c)  Continuar  con  la  reducción  de  la  tasa  de  producción  hasta  que  no  ocurrancambios importantes en la relación gas petróleo.d) Tomar las muestras.Es considerada una buena práctica la toma de fluidos en el separador de mayorpresión. Si se realiza el muestreo en fondo, es importante acondicionar el pozo amuy bajas tasas de producción durante el proceso de muestreo. 1.4. Yacimientos de gas condensado saturados.

En  yacimientos  de  gas  condensado  saturados,  la  presión  de  yacimiento  hadeclinado  por  debajo  de  la  presión  de  rocío,  para  formar  una  zona  de  líquidosmóviles  e  inmóviles.  Como  se  ha  explicado  en  otros  post,  el  comportamiento

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retrógrado  puede  ocurrir  como  vaya  declinando  la  presión  de  yacimiento.  Laformación  de  una  fase  líquida  en  los  yacimientos  de  gas  condensado  altera  lacomposición de los líquidos remanentes, debido a que los condensados líquidosestán  compuestos  por  muchos  hidrocarburos  pesados.  La  movilidad  delcondensado es mucho menor que la del gas en el medio poroso, por lo que loslíquidos que se quedan en el yacimiento son ricos en componentes pesados. Enconsecuencia,  existe  duda  que  con  un  acondicionamiento  previo  del  pozo  sepuedan  obtener  muestras  representativas  del  fluido  original  del  yacimiento.  Elmuestreo en yacimientos de gas condensado saturados no es recomendable si elobjetivo del programa de muestreo es la captura del fluido original del yacimiento.Sin embargo, un programa de muestreo de fluidos puede ser diseñado para otrospropósitos en  la gerencia de un yacimiento,  como el monitoreo de progreso deexplotación del yacimiento. 2. Acondicionamiento del pozo.El  acondicionamiento  de  un  pozo  es  el  proceso  de  preparación  del  pozo  paramuestreo  de  fluidos  del  yacimiento  con  el  propósito  de  remover  cualquieralteración  que  afecte  el  fluido  original  del  yacimiento  producto  de  excesivosdrawdowns,  o  invasión  de  fluidos  de  perforación  o  completación.  Losprocedimientos  de  acondicionamiento  de  un  pozo  generalmente  (no  siempre)toman en consideración una reducción gradual de las tasas de flujo acompañadosde  la  medición  de  temperatura,  presión,  y  tasas  de  flujo  después  de  laestabilización  en  cada  etapa. Un  pozo  puede  ser  considerado  apropiadamenteacondicionado cuando  la  relación gas petróleo medida con apropiados equiposde  superficie  no  cambian  apreciablemente  con  los  cambios  de  tasa.Generalmente, los procedimientos de acondicionamiento han sido recomendadostanto para yacimientos subsaturados y saturados. Estos procedimientos deben seradaptados y en lo posible revisados dependiendo de las condiciones específicasdel yacimiento y el pozo que vaya a ser muestreado. Una detallada explicación delos procedimientos de acondicionamiento de pozos esta también disponible en elAPI recommended practice 44: Sampling petroleum reservoir fluids.

3. Métodos de muestreo de fondo y herramientas.Las herramientas de muestreo de fondo serán descritas a continuación: a) Muestreador de fondo convencional.b) Muestreador de fondo con cámara compensada.

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c) Muestreador monofásico.d) Muestreador exotérmico. 3.1. Muestreador de fondo convencional.

Los muestreadores de fondo convencionales son cámaras con válvulas que sonusados  para  la  captura  de  fluidos,  especialmente  en  aquellos  pozos  que  seencuentran el hoyo revestido. Estos son corridos generalmente con guaya. Estosmuestreadores utilizan la técnica de flujo a través de la cámara para la captura defluido. Para  la  técnica de  flujo  a  través de  la  cámara,  la  herramienta es bajadadentro del pozo con las válvulas abiertas. Como la herramienta desciende a travésdel  pozo,  la  cámara  de  muestreo  es  limpiada  con  el  fluido  del  pozo.  Con  laprofundidad de muestreo seleccionada,  las válvulas se accionan para cerrar portiempo, o por mecanismos eléctricos, dependiendo del tipo de herramienta. Parala técnica de la cámara de vacío, la misma es posicionada con equipo de guaya ala profundidad deseada. Posteriormente las válvulas son abiertas y la cámara sellena  con  los  fluidos  que  se  encuentran  en  el  pozo  a  la  profundidad  deposicionamiento. En cualquiera de las técnicas, el muestreador lleno de fluido esretirado hasta  la superficie, y  luego el  fluido alojado se  transfiere a otro cilindro,que luego son transportados al laboratorio. En muchos muestreadores, el fluido dedesplazamiento durante la transferencia suele ser mercurio, agua o glicol. El usodel  mercurio  ha  disminuido  en  el  tiempo  debido  a  aspectos  de  seguridadmedioambiental.  Una  alternativa  practica  es  la  de  transportar    el  muestreadordirectamente  al  laboratorio,  que  con  equipos  más  especializados  se  puedetransferir  la  muestra  de  fluido  hacia  otro  recipiente  contenedor.  Esta  opción  esadecuada para muestras de gas condensado o muestras de petróleo parafinoso oasfaltenico  la  cual  pueden  precipitar  debido  a  los  cambios  de  presión  ytemperatura. 3.2. Muestreador de fondo con cámara compensada.

Los muestreadores con cámara compensada pertenecen a  la nueva generaciónde muestreadores de tipo convencional. Ellos están equipados con un pistón en lacámara  de  muestra  que  separa  la  muestra  de  fluido  del  yacimiento  del  fluidohidráulico al otro lado del pistón. Estos eliminan el uso de mercurio u otro fluidopara  la  transferencia  de  la  muestra  a  otros  cilindros  de  transporte.  Estosmuestreadores con cámaras compensadas permiten que la tasa de fluido que seesta muestreando pueda ser controlada aplicando una contrapresión durante el

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proceso de muestreo. Esto mejora el proceso de recolectar muestras monofásicas.Sin  embargo,  es  importante  mencionar  que  este  tipo  de  herramientas  puedendañarse,  es  decir,  se  puede  romper  el  pistón  permitiendo  el  paso  del  fluidohidráulico hacia la muestra de fluido de yacimiento, contaminándola. 3.3. Muestreador Monofásico.

Los muestreadores monofásicos son usados para capturar fluido de yacimiento lacual  puede  contener  asfaltenos  en  solución.  Los  asfaltenos,  como  es  sabido,pueden  flocularse  y  precipitarse  si  las  condiciones  del  muestreo  (presión  ytemperatura),  son  reducidas.  Los muestreadores multifásicos  son  compensadosaplicando una contrapresión con nitrógeno en vez de un pistón en la cámara demuestreo. Mediante el mantenimiento de la contrapresión mucho más alta que lapresión  de  yacimiento,  es  de  esperar  que  se  mantengan  las  condicionesmonofásicas en  la cámara de muestreo. Sin embargo, desde que  la muestra essometida a una reducción de temperatura cuando esta es sacada hasta superficie,es probable que algún precipitado de asfalteno pueda ocurrir, dependiendo de laconcentración  de  asfaltenos  de  la  muestra.  La  práctica  estándar  en  muchoslaboratorios  es  restaurar  la  muestra  recalentándola  y  manteniéndola  a  latemperatura  y  la  presión  del  yacimiento  durante  muchos  días  en  constanteagitación para alcanzar una mezcla de lo que en ella esta contenida. El procesode  precipitación  de  asfaltenos  puede  no  ser  completamente  reversible  aúndespués de un extenso período de recalentamiento y mezclado. Si la precipitaciónde asfaltenos llegase a ser crítica para el diseño de procesos, es preferible que lamuestra  de  fluidos  sea  realizada  mediante  muestreadores  exotérmicos  contemperatura compensada. 3.4. Muestreadores Exotérmicos. Los muestreadores exotérmicos son similares a  los muestreadores monofásicosexcepto de que estos son diseñados para el mantenimiento de la temperatura dela  muestra.  Estas  son  usadas  principalmente  para  muestras  que  contienenasfaltenos.  El  principal  objetivo  es  prevenir  que  los  asfaltenos  precipiten,manteniendo la temperatura y la presión de la cámara de muestra tan cerca comosea posible de las condiciones del muestreo, Los muestreadores exotérmicos sonmantenidos calientes con una camisa de calentamiento operada a baterías. 4. Probadores de formación mediante Wireline (Wireline formation testers).

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Los  probadores  de  formación mediante Wireline  (WFT)  es  un  nombre  genéricousado  para  describir  aquellas  herramientas  corridas  generalmente  en  pozos  ahoyo  abierto  para  la  medición  de  la  presión  y  temperatura,  y  el  muestreo  defluidos.  Los  WFT  en  su  actual  configuración,  son  una  herramienta  de  unatecnología  muy  avanzada.  Estas  han  comenzado  a  usarse  de  manera  masivacomo  herramienta  para  la  captura  de  información  que  ayudan  al  estudio  decaracterización  de  un  yacimiento.  En  varias  configuraciones  que  se  presentancomercialmente,  la  herramienta  consiste  en  su  conjunto  en  una  probeta  y  selloque se puede extender contra el pozo para crear una trayectoria de flujo entre laformación y  la herramienta, que a su vez se encuentra aislada de  los fluidos deperforación  o  de  terminación  en  el  pozo.  Los  fluidos  después  fluir  desde  laformación  hacia  muchas  cámaras  dentro  de  la  herramienta  que  puede  serselectivamente  abiertas  y  cerradas  remotamente  desde  la  superficie.  Las  másmodernas  herramientas WFT  están  equipadas  con  muestreadores  que  puedenaplicar  contrapresión  sobre  las  muestras  para  mantenerlas  monofásicas,  si  esrequerido. 4.1. Contaminación de  las muestras  con  lodo base aceite  usando herramientas

WFT.

Los  sistemas  de  lodos  base  aceite  (OBM)  han  ido  incrementado  su  uso  en  eltiempo debido a su alto rendimiento, una mejor calidad de hoyo, incremento de latasa de penetración y reducción de los tiempos de perforación. La perforación depozos  con  fluidos  a  base  de  aceite  causa  una  perdida  de  filtrado  en  la  zonacercana a la cara de la arena. La profundidad y la extensión de la zona invadidapor el filtrado de los sistemas OBM depende de un número de factores, tales comoel  tipo  de  roca,  permeabilidad  de  la  formación,  restauración  del  revoque,  y  lasoperaciones de perforación, etc. Dentro de la zona invadida, los fluidos originalesde la formación son contaminados con el filtrado de los sistemas OBM. Cuando lasherramientas WFT  son  usadas  en  pozos  perforados  con  sistemas  OBM,  es  deesperar encontrar muestras contaminadas con los filtrados de sistemas OBM. Estees  el  principal  riesgo  de  correr  herramientas  WFT  en  pozos  perforados  consistemas OBM. Muchas  técnicas  son  utilizadas  para  mitigar  el  nivel  de  contaminación  de  lasmuestras de fluidos tomadas de pozos perforados con sistemas OBM. Una de lastantas técnicas es usar el modulo de bombeo en el WFT. El modulo de bombeo

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permite  la opción de poner a  fluir  el  fluido de  la  zona  invadida  tanto  como seaposible antes de que las muestra representativa del yacimiento sea muestreada.El  objetivo  es  descartar  la  mayor  cantidad  de  fluido  proveniente  de  la  zonainvadida por el filtrado de los sistemas OBM por el fluido original proveniente de lazona virgen del yacimiento. El cómo saber si se esta obteniendo un fluido limpiova a depender de  la extensión de  la zona  invadida,  la duración del período debombeo y la movilidad de los fluidos de la formación. En muchos casos, el modulode bombeo es usado en conjunto con un analizador óptico de fluidos (siglas eninglés OFA) para el monitoreo del fluido antes de realizar el muestreo. El monitor OFA hace  fluir  el  fluido proveniente de  la  formación a  través de unalínea de flujo que contiene un sistema de doble sensor: un espectrómetro óptico yun detector óptico de gas. La aplicación combinada del modulo de bombeo con elmonitor  OFA  en  las  operaciones  de  muestreo  son  usadas  para  reducir  lacontaminación  de  las muestras  de  fluidos  a  nivel muy  bajos.  Es  necesaria  unaconsiderable destreza para descifrar la salida del tiempo de registro en el OFA. Lasalida  en  el  registro  de  tiempo  del  OFA  es  sujeto  a  un  amplio  rango  deinterpretación,  la  cual  debe  ser  realizada  por  un  especialista.  Los  recientesavances  en  la  tecnología OFA  están  liderando  la  determinación  en  sitio  de  laspropiedades de los hidrocarburos durante las operaciones de muestreo. Las  muestras  de  fluidos  recolectadas  en  pozos  perforados  con  sistemas  OBMdeben  esperarse  con  un  cierto  nivel  de  contaminación  con  filtrado  de  sistemaOBM. El filtrado de sistema OBM es miscible con el fluido original del yacimiento.Por  lo  tanto,  no es posible  descontaminar  la muestra de  fluido de  yacimiento através  de métodos  físicos.  La  contaminación  del  fluido  con  filtrado  de  sistemasOBM pueden cambiar significativamente  la composición y el comportamiento defases del fluido original del yacimiento. Aún a bajos niveles de contaminación, laspropiedades  PVT  de  los  fluidos  del  yacimiento  tales  como  la  presión  desaturación, factor volumétrico de formación, RGP, viscosidad, densidad y los pesosmoleculares  pueden  ser  afectados.  Es  muy  importante  la  determinación  conprecisión de estás propiedades que juegan un papel fundamental en el cálculo dereservas, desarrollo de yacimiento, diseño de procesos en superficie, por lo que esextremadamente importante la obtención de datos confiables PVT provenientes demuestras descontaminadas. 

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Los  dos métodos  simples  para  la  determinación  de  la  composición  original  delfluido  de  yacimiento  de  muestras  contaminadas  son  llamadas  Método  deSustracción  y  el  Método  Skimming.  Ambos  métodos  están  basados  en  laobservación  de  la  relación  exponencial  entre  la  concentración  de  loscomponentes  en  Cn+  del  fluido  original  del  yacimiento  y  su  correspondientenúmero  de  carbono  o  peso  molecular.  Una  gráfica  de  la  composición  de  lafracción Cn+  de  la muestra  contaminada  versus  el  numero  de  carbono  o  pesomolecular en escala semilogarítmica no va a tener un comportamiento lineal. Esequiebre con respecto al comportamiento lineal es producto de la contribución delfiltrado  del  sistema  OBM.  Por  el  Método  Skimming,  la  composición  del  fluidodescontaminado del yacimiento es determinado a través de la línea recta dibujadaa través de la gráfica. Este método no requiere de los datos de la composición delsistema OBM  y/o  su  filtrado.  Un  ejemplo mostrado  de  la  aplicación  del MétodoSkimming  se  muestra  en  la  Figura  4.1,  donde  se  observa  una  muestracontaminada de un fluido de yacimiento de aguas profundas del Golfo de México.En el Método de Sustracción, es requerido el conocimiento de la composición delsistema OBM y su filtrado. El nivel de contaminación de la muestra es determinadaen sitio o en el laboratorio a través de la cromatografía del gas. La composición delfluido del yacimiento es determinado por sustracción de la masa del sistema OBMy su filtrado de la composición de la muestra de fluido contaminada. 

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Figura 4.1. Determinación de la composición del fluido de yacimiento por el

Método Skimming.

Existen otros métodos de descontaminación, tales como el Método Experimental,Método Escalado  y  el Método Estadístico. Estos métodos  son más  complicadospara  su  aplicación  rutinaria,  pero  pueden  obtenerse  resultados  muchos  másprecisos. 4.2. Presiones de Formación a través de WFT.

Uno de los usos primarios de la herramienta WFT es la medición de la presionesde  formación. Las presiones de  formación pueden ser usadas en un gráfico depresión versus profundidad para calcular la densidad y/o continuidad de un fluidoen la formación mediante la siguiente ecuación: 

Donde:p = presión, lpcaz = profundidad, pies

ρf = densidad del fluido, lbm/pie3

g = aceleración debido a la gravedad, pie/seg2

ϴ = desviación del pozo, en grados. Un  ejemplo  de  un  gráfico  de  presión  versus  profundidad  de  un  yacimiento  deaguas  profundas  del  Golfo  de  México  es  mostrada  en  la  Figura  4.2.Adicionalmente de la densidad de los fluidos de formación, los gráficos de presiónversus  profundidad  pueden  ser  usados  para  determinar  contacto  de  fluidos,  laidentificación de la existencia de heterogeneidades de yacimientos o barreras depermeabilidad,  la  presencia  de  compartimientos  en  el  yacimiento  y/o  múltiplesyacimientos. Sin embargo, antes de la determinación de presiones de formaciónmediante el uso de WFT, es importante reconocer que las presiones de formacióndeterminadas por este método son afectadas por los cambios de presión capilar yel fenómeno de sobrecarga dentro de la zona invadida cercana al pozo. 

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  Figura 4.2. Gráfico de Presión versus Profundidad.4.3. Efectos capilares en las presiones de formación mediante WFT.

La  presión  capilar  es  definida  como  la  diferencia  de  presión  entre  la  fase  nomojante y la fase mojante:

Donde:Pc = Presión CapilarPnw = Presión de la fase no mojantePw = Presión de la fase mojanteLa magnitud de la presión capilar depende de la saturación de cada fase, en lanaturaleza de la fase continua, en la distribución, forma y tamaño de los poros ygargantas porales. Para un tubo capilar, la presión capilar es representada por:

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Donde:σ = es la tensión interfacial entre los dos fluidosϴ = es el ángulo de contacto la cual denota la mojabilidad del tubo capilarr = es el radio del tubo capilar La mojabilidad de la roca es descrita como la preferencia de la fase acuosa o elhidrocarburo  a  adherirse  a  la  superficie  de  la  roca.  La  mojabilidad  de  la  rocapuede ser calculada mediante muchos métodos, siendo uno de ellos el ángulo decontacto. Valores de ángulo de contacto menores a 90 grados indican que es unsistema mojado por agua, mientras que ángulos de contacto mayores a 90 gradosindica  que  se  esta  en  presencia  de  un  sistema  mojado  por  petróleo.  Ladistribución  de  la  saturación  de  fluidos  en  un  yacimiento  es  gobernado  por  lapresión capilar,  la cual es dependiente de  la profundidad. El nivel de agua libre(FWL) en un yacimiento es  la profundidad a  la  cual  la presión capilar petróleoagua  no  es  existente  y  el  contacto  petróleo  agua  (OWC)  es  definido  como  laprofundidad a la cual la saturación de petróleo empieza a incrementarse de algúnnivel  de  mínima  saturación.  El  FWL  y  OWC  no  son  generalmente  la  mismaprofundidad pero están separadas por una distancia relacionada a la presión dedesplazamiento capilar. El desplazamiento capilar es el umbral o presión capilarde entrada necesaria para que la fase no mojante desplace la fase mojante por losporos  de  mayor  diámetro.  La  presión  desplazamiento  capilar  es  calculadamediante la siguiente ecuación:

Donde:Pd = Presión de desplazamiento capilarrL = Radio de garganta de poro más grandeEn un yacimiento mojado por agua, el FWL existe a una profundidad, dOWC,  por

debajo del OWC, y viene dada por:

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Donde:

ρnw  y  ρw  =  densidades  de  la  fases  no  mojante  y  mojante,  lbm/pie3,respectivamentePd = Presión de desplazamiento, lpcdOWC = profundidad del contacto petróleoagua, pies

 La  localización del OWC y FWL para un yacimiento mojado por agua se puedeobservar en la Figura 4.3. Allí se puede observar que el FWL se encuentra a unacierta distancia, dOWC,  por debajo del OWC. La zona de  transición es  la  región

encima del OWC, donde  la saturación del agua decrece del máximo valor en elOWC a un valor irreductible a una distancia por encima del OWC. La altura de lazona  de  transición  depende  de  la  mojabilidad  del  yacimiento,  distribución  detamaño de poros, diferencia de densidad de  fluidos y  la  tensión  interfacial entrefluidos.

  Figura 4.3. Localización del OWC y FWL en un yacimiento mojado por agua.

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 Es de denotar que para un sistema mojado por petróleo, el FWL está por encimadel OWC, en contraste de los yacimientos mojados por agua. Esto es debido por elperfil  de  presión  capilar  para  una  arena  mojada  por  petróleo,  la  cual  esgeneralmente negativa. La localización del OWC y FWL en la Figura 4.4, se hacenevidentes  cuando  los  conceptos  de  estos  niveles  de  líquido  como  se  defineanteriormente se aplica para un yacimiento mojado por petróleo. La intercepciónde los gradientes de presión a través de la columna de hidrocarburos y la zona deagua  (acuífero) de un yacimiento medidos a  través de WFT  indican  la aparentelocalización del FWL. 

  Figura 4.4. Localización del OWC y FWL en un yacimiento mojado por petróleo.

En general, el aparente FWL medido del WFT puede ser diferente del verdaderoFWL correspondiente a  la mojabilidad de  la  roca,  la  cual  es dependiente de  lamojabilidad en sí, la presión capilar y el tipo de lodo usado durante la perforacióndel pozo. Las diferencias entre la aparente FWL medidas del WFT y el verdaderoFWL pueden observarse en las figuras a continuación de acuerdo a la mojabilidad

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del  yacimiento.  En  la  Figura  4.5,  el  gráfico  de  gradiente  de  presión  en  el  ladoizquierdo representa un yacimiento mojado preferencialmente por el agua. Comoel gráfico muestra, las presiones de formación medidas por el WFT en la zona depetróleo  son menores  (en  la  izquierda)  que  la  verdadera presión de  formación,debido  a  que  los  efectos  de  la  presión  capilar  en  la  zona  invadida  han  sidoeliminadas por el  filtrado del sistema de  lodo base agua  (WBM). En  la zona deagua,  la  presión  capilar  es  cero  (0),  por  lo  tanto  las  presiones  de  formaciónmedidas son las verdaderas. También en la Figura 4.5, el gráfico de gradiente depresión  a  la  derecha  denotado  como  yacimiento  con  mojabilidad  preferente  alagua perforado con sistema OBM. En este caso, la WFT la presiones verdaderasson medidas de la zona de petróleo. En la zona de agua, las presiones son másaltas  que  la  presiones  verdaderas  de  la  formación  debido  a  que  el  filtrado  delsistema  OBM  introduce  efectos  capilares.  La  Figura  4.5  muestra  en  general  elefecto para un yacimiento mojado preferencialmente por agua perforado tanto consistema WBM  y  OBM  de  que  la  verdadera  FWL  se  encuentra  en  un  nivel  pordebajo del determinado por la herramienta WFT. 

Figura 4.5. Presión versus profundidad en un yacimiento mojado preferentemente

por agua.

En  la  Figura  4.6,  el  gráfico  al  lado  izquierdo  corresponde  en  un  yacimientopreferentemente mojado por petróleo y perforado con un sistema WBM. En la zonade petróleo, las presiones determinadas por el WFT son mayores que la presión

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verdadera de formación debido al efecto capilar creada por el filtrado del sistemaWBM. Sin embargo en la zona de agua, no existen cambios en la capilaridad. Porotra parte en la misma Figura 4.6, en el gráfico de la derecha se puede observar elmismo  yacimiento,  pero  ahora  perforado  con  un  sistema OBM. No  se  observancambios de presión en la zona de petróleo con respecto a la verdadera presión deformación. Sin embargo, en la zona de agua, las presiones del WFT pueden sermenores a la verdadera presión de yacimiento debido a que el filtrado del sistemaOBM  elimina  los  efectos  de  capilaridad.  En  general  para  yacimientos  mojadospreferencialmente por petróleo, la verdadera FWL puede estar más arriba que eldeterminado por  la herramienta WFT para el caso de que el yacimiento hubierasido perforado con un sistema OBM o WBM. 

Figura 4.6. Presión versus profundidad en un yacimiento mojado preferentemente

por petróleo.

4.4. Efectos de “Sobrecarga” en presiones de formación medidas mediante WFT.

La  invasión  del  lodo  en  la  región  cercana  al  pozo  puede  crear  presiones  deformación que pueden ser más altas que las verdaderas presiones de formación.Este fenómeno es llamado “Sobrecarga”, la cual es muy evidente en yacimientosde  muy  baja  permeabilidad.  Las  altas  presiones  de  formación  debido  a  la“Sobrecarga” puede disiparse con el  tiempo debido a  la deposición del revoquede lodo en el pozo, lo que reducirá o eliminará la invasión posterior de filtrado delodo. Incluso si un revoque de lodo se forma en el pozo, el aumento de presiones

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de  formación  todavía  puede  existir  cuando  se  ejecuta  WFT.  Puntos  de  datosafectados por la “Sobrecarga”, ya sea en las zonas de hidrocarburos o el agua engeneral, serán más altas y se reflejarán al lado derecho de la línea de presión deformación  verdadera  en  el  gráfico  de  presión  versus  profundidad.  Esto  puedeobservarse en la Figura 4.7, para un yacimientos de aguas profundas ubicado enel Golfo de México. 

Figura 4.7. Efecto de “Sobrecarga” en los datos registrados.

Los factores primarios que controlan el fenómeno de “Sobrecarga” son la presióndiferencial  a  través  del  revoque  de  lodo,  las  propiedades  del  revoque  y  lamovilidad  del  fluido  de  formación.  Los  efectos  de  la  “Sobrecarga”  se  puedenreducir  al  retrasar  la  corrida  de  la  herramienta  WFT  tanto  como  sea  posible,especialmente después de un viaje de limpieza, y utilizando WFT con modulo debomba de salida para drenar el filtrado de lodo en la zona invadida. Un métodográfico ha  sido desarrollado que  sirve para  corregir  las  presiones de  formaciónafectadas por la “Sobrecarga”. Este método mostrado en la Figura 4.8 requiere lamedición  de  las  presiones  de  fondo  (presiones  de  lodo)  y  las  presiones  deformación  varias  veces  a  una  misma  profundidad.  Al  momento  de  graficar  laspresiones de  formación  contra  las presiones de  fondo,  la  verdadera presión deformación  puede  ser  determinada  a  través  de  la  intercepción  de  una  línea

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dibujada a través de los puntos registrados y una línea de 45 grados. 

Figura 4.5. Método gráfico de corrección del fenómeno de “Sobrecarga”.

       

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Anónimo 28 de octubre de 2011, 22:21

mui completa la informacion acerca del petroleo atte caro

Responder

Anónimo 29 de noviembre de 2011, 16:10

Pero  acerca  de  como  hacen  el  muestreo  en  superficie  nopuedes mencionar algo atte Moreno Francisco.pd muybuena informacion del muestreo en fondo de pozo

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